Липецкая газета. 2021 г. (г. Липецк)

ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОТДЕЛ 16 № 61 /26345/21 МАЯ 2021 ЛИПЕЦКАЯ ГАЗЕТА Продолжение на 17-й стр. Продолжение. Начало на 7–15-й стр. находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечивающих нормативные запасы устойчивости. В нормальной схеме электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Липецкой области, а также при нормативных возмущениях из нормальной схемы сети за рассматриваемый период превышения ДДТН ЛЭП и номинальной токовой нагрузки трансформаторного оборудования не выявлено. Превышения АДТН электросетевых элементов, вызванные ростом потребления энергосисте- мы Липецкой области в рамках регионального варианта развития при нормативных возмущениях в ремонтных схемах сети электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Липецкой области приведены ниже. ВЛ 110 кВ Елецкая – Тербуны с отпайками В режимах летних максимальных нагрузок в рассматриваемом периоде выявлено превы- шение АДТН ВЛ 110 кВ Елецкая – Тербуны с отпайками. Наибольшее превышение АДТН выявлено в режиме летних максимальных нагрузок при температуре плюс 30°С при ремонте ВЛ 220 кВ Елецкая 220 – Ливны с отпайкой на ПС Тербуны и аварийном отключении ВЛ 220 кВ Елецкая – Тербуны в режиме летних максимальных нагрузок при температуре плюс 30°С на этапе 2026 года и составляет: – на участке Елецкая – отпайка на Тербуны 110 – 434 А (103% от I ДДТН , I АДТН ); – на участке Тербуны 220 – отпайка на Тербуны 110 – 413 А (133% от I ДДТН , I АДТН ). На этапе 2023 года в режиме летних максимальных нагрузок при температуре плюс 30°С в указанной схемно-режимной ситуации токовая загрузка ВЛ 110 кВ Елецкая – Тербуны с отпайка- ми – 398 А (128% от I ДДТН , I АДТН ) на участке Тербуны 220 – отпайка на Тербуны 110. ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Елецкая – Тербуны с отпайками при температуре окружающего воз- духа плюс 30°С составляет 423 А на участке Елецкая – отпайка на Тербуны 110, 310 А на участке Тербуны 220 – отпайка на Тербуны 110. Для недопущения превышения АДТН рекомендуется в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Елецкая 220 – Ливны с отпайкой на ПС Тербуны выполнить перевод нагрузки ВЛ 35 кВ Жерновое на ПС 110 кВ Гороховская путем включения ВЛ 35 кВ Калабино, перевод нагрузки ВЛ 35 кВ Тимирязево на ПС 220 кВ Елецкая путем включения ВЛ 35 кВ Грызлово. На этапе 2023 года рекомендуется выпол- нить замену провода ВЛ 110 кВ Елецкая – Тербуны с отпайками на участке Тербуны 220 – отпайка на Тербуны 110 на провод с ДДТН не менее 423 А при температуре плюс 30°С, например, на АС- 150. С учетом замены провода ВЛ 110 кВ Елецкая – Тербуны с отпайками на участке Тербуны 220 – отпайка на Тербуны 110 на этапе 2023 года, а также предложенных схемно-режимных мероприя- тий в ремонтной схеме ВЛ 220 кВ Елецкая 220 – Ливны с отпайкой на ПС при аварийном отключе- нии ВЛ 220 кВ Елецкая – Тербуны параметры режима находятся в области допустимых значений. ПС 220 кВ Елецкая АТ-1, АТ-2, АТ-3 В режимах зимних максимальных нагрузок в рассматриваемом периоде при ремонте одного автотрансформатора ПС 220 кВ Елецкая и аварийном отключении второго автотрансформатора ПС 220 кВ Елецкая выявлено превышение АДТН оставшегося в работе автотрансформатора ПС 220 кВ Елецкая. Наибольшее превышение АДТН выявлено в режиме зимних максимальных нагру- зок при температуре плюс 5°C на этапе 2026 года и составляет: – АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая – 468 А (134% от IДДТН, 124% от аварийно допустимой токовой на- грузка в течение 20 минут); – АТ-2 ПС 220 кВ Елецкая – 429 А (123% от IДДТН, 114% от аварийно допустимой токовой на- грузка в течение 20 минут); – АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая – 469 А (134% от IДДТН, 124% от аварийно допустимой токовой на- грузка в течение 20 минут); Согласно данным собственника оборудования, длительно допустимая токовая загрузка при температуре окружающей среды плюс 5°С для АТ-1 ПС 220 кВ Елецкая составляет 349 А (обмотка ВН АТ-1), допустимая в течение 20 минут токовая загрузка – 376 А. Согласно данным собственника оборудования, длительно допустимая токовая загрузка при температуре окружающей среды плюс 5°С для АТ-2, АТ-3 ПС 220 кВ Елецкая составляет 350 А (об- мотка ВН АТ-2, АТ-3), допустимая в течение 20 минут токовая загрузка – 377 А. Для недопущения превышения АДТН рекомендуется в ремонтной схеме одного из трансфор- маторов ПС 220 кВ Елецкая обеспечить выполнение следующих схемно-режимных мероприятий: – Отключение ВЛ 220 кВ Елецкая – Маяк; – Отключение ВЛ 220 кВ Елецкая – Тербуны с отпайкой на Ливны со стороны ПС 220 кВ Елец- кая; – Изменение положения анцапфы РПН АТ-1, АТ-2, АТ-3, АТ-4 ПС 220 кВ Правобережная (пе- ревод в первое положение с КТ = 0,589); – Изменение положения анцапфы РПН АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Тербуны (перевод АТ-1, АТ-2 во второе положение с КТ =0,579); – Перевод нагрузки по сети 35 кВ путем отключения ВЛ 35 кВ Черная слобода-2, ВЛ 35 кВ Восточная Левая и включение ВЛ 35 кВ Дрезгалово-2. С учетом предложенных мероприятий в ремонтной схеме одного автотрансформатора ПС 220 кВ Елецкая при аварийном отключении второго автотрансформатора ПС 220 кВ Елецкая па- раметры режима находятся в области допустимых значений. 4.9.8 Анализ перспективной загрузки центров питания 35 кВ и выше (региональный вариант развития) В рамках регионального варианта развития проведен анализ перспективной загрузки транс- форматорного оборудования с учетом реализации перспективных проектов на основании полу- ченных данных от АО «ОЭЗ ППТ «Липецк», Управления сельского хозяйства Липецкой области, а также поданных в установленном порядке в сетевые организации заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям потребителей электрической энергии. Перечень крупных перспективных инвестиционных проектов (мощностью 670 кВт и более) с привязкой к центрам питания представлен в таблице 69. Таблица 69 – Планируемых крупные инвестиционные проекты на территории Липецкой обла- сти по региональному варианту развития максимальной мощностью 670 кВ и более № п/п Наименование предприятия Заявляе- мая мощ- ность, МВт Класс на- пряже- ния, кВ Катего- рия на- дежно- сти Источник ин- формации Центр питания Этапность присоединения мощности, МВт 2021 2022 2023 2024 2025 1 ООО «Агробит- холд», 2-й и 3-й этапы 5 10 3 ОЭЗ РУ «Тер- буны» ПС 110/10 кВ Тер- бунский гончар 2,00 3,00 2 ООО «Аврора», строительство элеватора и терминала по- грузки 2,5 10 3 ОЭЗ РУ «Тер- буны» ПС 110/10 кВ Тер- бунский гончар 2,50 3 ООО «Черно- земье», пере- работка масле- ничных культур, строительство элеватора, 2-й этап 10 10 2 ОЭЗ РУ «Тер- буны» ПС 110/10 кВ Тер- бунский гончар 10,00 4 ООО «Черно- земье», пере- работка масле- ничных культур, 3-й этап 10 10 2 ОЭЗ РУ «Тер- буны» ПС 110/10 кВ Тер- бунский гончар 10,00 5 Компания по переработке шорта 1,5 10 3 ОЭЗ РУ «Тер- буны» ПС 110/10 кВ Тер- бунский гончар 1,50 6 ЗАО «Рафарма» 2,5 10 2 ОЭЗ РУ «Тер- буны» ПС 110/10 кВ Тер- бунский гончар 2,50 7 ООО «АнгелИ- стРус», произ- водство дрож- жей, 2-я оче- редь 5 10 3 ОЭЗ РУ «Данков» ПС 110/35/10 кВ Химическая 5,00 8 ООО «ИстАгро- Дон», перера- ботка топинам- бура, 1-й и 2-й этапы 8 10 2 ОЭЗ РУ «Данков» ПС 110/35/10 кВ Химическая 4,00 4,00 9 ООО «Хавле ин- дустриверке», производство запорной арма- туры, 2-й этап 3 10 3 ОЭЗ РУ «Ча- плыгинская» ПС 110/35/10 кВ Компрессорная 3,00 10 ООО «Новый Век Агротехно- логий», произ- водство эле- ментов капель- ного полива 0,8 10 3 ОЭЗ РУ «Ча- плыгинская» ПС 110/35/10 кВ Компрессорная 0,80 11 ООО «Хорш», ООО «Ропа», сборка и сер- висное обслу- живание сель- хозтехники 1 10 3 ОЭЗ РУ «Ча- плыгинская» ПС 110/35/10 кВ Компрессорная 1,00 12 ООО «Черки- зово-масла», строительство маслоэкстрак- ционного за- вода 10 10 3 ОЭЗ РУ «Елецпром» ПС 110/10 кВ Елецпром 10,00 13 Компания по строительству логистического центра 2,5 10 3 ОЭЗ РУ «Елецпром» ПС 110/10 кВ Елецпром 2,50 14 ООО «Глобаль- ные Семенные Технологии», производство посадочного материала 2 10 3 ОЭЗ РУ «Хлевное» ПС 11035/10 кВ Хлевное 2,00 15 ООО «АгроА- льянсЛипецк» 4 10 3 ОЭЗ РУ «Хлевное» ПС 11035/10 кВ Хлевное 4,00 16 ООО «Агроном- сад», строи- тельство пло- дохранилища, Лебедянский район, свх. Аг- роном 5,42 10 3 Управления сельского хозяйства Липецкой области ПС 35 кВ Агроном 2,33 1,40 0,05 0,05 1,59 17 ООО «Черкизо- во-свиновод- ство» Репродук- торная ферма на 11 000 сви- номаток, Дан- ковский район 0,9 10 3 Управления сельского хозяйства Липецкой области ПС 110 кВ Аста- пово 0,90 18 АО «АСК» 3,35 10 2, 3 АО «ОЭЗ ППТ Липецк» ПС 110 кВ ОЭЗ 3,35 19 ООО «Бай- ер Елец Про- дакшн» 2,18 10 2 АО «ОЭЗ ППТ Липецк» ПС 110 кВ ОЭЗ 2,18 20 УФК по Липец- кой области (Администра ция Лебедян- ского района) 0,78 0,4 2 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэ- нерго» ПС 110/10кВ Нива 0,78 21 Администрация Хлевенского муниципально- го района 0,7158 10 3 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэ- нерго» ПС 110/35/10кВ Хлевное 0,72 22 ОГУП «Елецво- доканал» 1,22 6 1 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэ- нерго» ПС 110/6кВ Табак 1,22 23 АО «Транс- нефть-Дружба» 4,7 110 1 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэ- нерго» ПС 220/110/35кВ Дон 4,70 24 АО «Транс- нефть-Дружба» 3,4 110 1 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэ- нерго» ПС 220кВ Елецкая 3,40 25 ООО «Политов- ское хлебопри- емное предпри- ятие» 0,8 10 3 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэ- нерго» ПС 35/10кВ По- литово 0,80 26 ООО «ТТК Трие- динство» 1 6 3 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэ- нерго» ПС 35/6кВ №4 1,00 27 ОГУП «Липецк- доравтоцентр» 1,075 6 3 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэ- нерго» ПС 35/6кВ Птице- фабрика 1,08 Данные о перспективной загрузке центров питания 35–110 кВ, на которых возможно превы- шение ДДТН вследствие увеличения нагрузки по региональному варианту развития, представ- лены в таблице 70. Цветом выделены значения нагрузок центров питания, превышающие ДДТН трансформаторного оборудования. Таблица 70 – Анализ перспективной загрузки центров питания 35–110 кВ по региональному варианту развития Наимено- вание ЦП Наименование Т Номи- наль- ная мощ- ность Т Класс напряже- ния Год вво- да Т в экс- плу- ата- цию Система охлаждения Максималь- ная загруз- ка ЦП за по- следние 3 года, МВА Длительно допустимая нагрузка ЦП в режи- ме N-1 (при отключении наиболее мощного Т), МВА Аварийно допустимая нагрузка ЦП в режи- ме N-1 (при отключении наиболее мощного Т), МВА На- грузка, пере- води- мая по сети 6-35 кВ на другие ЦП За- явля- емая мощ- ность по до- гово- рам на ТП и пер- спек- тив- ным проек- там Перспектив- ная загруз- ка ЦП после осущест- вления ТП и реализации перспектив- ных проек- тов, МВА Sном, МВА Uном, кВ зима лето зима лето зима лето ∆S срм , МВА ∆S ТП+РП , МВА зима лето ПС 110 кВ Тербун- ский гон- чар Т-1 25 115/10,5 2008 Д 6,98 6,26 31,25 28,75 36,25 30,00 0,00 34,00 40,97 40,26 Т-2 25 115/10,5 2013 Д ПС 110 кВ Химиче- ская Т-1 16 115/38,5/11 1986 Д 16,64 8,18 17,84 14,56 19,20 16,00 4,20 10,53 27,17 18,71 Т-2 16 115/38,5/11 1986 Д ПС 35 кВ Агроном Т-1 4 35/10 1988 М 2,49 1,14 4,20 4,20 5,20 5,20 0,15 3,49 5,98 4,63 Т-2 6,3 35/11 1968 М ПС 110 кВ Хлевное Т-1 16 115/38,5/11 1981 Д 14,69 11,10 17,84 14,56 19,20 16,00 1,80 6,49 21,18 17,59 Т-2 16 115/38,5/11 1984 Д ПС 35 кВ №4 Т-2 4 35/6 1988 М 3,73 3,08 4,20 4,20 5,20 5,20 1,20 0,77 4,50 3,86 Т-3 4 35/6 2003 М Анализ перспективной загрузки трансформаторного оборудования рассматриваемых цен- тров питания в рамках регионального варианта развития показал, что при единичном отключении (аварийном отключении или выводе в ремонт) наиболее мощного трансформатора нагрузка оставшегося в работе трансформатора на ряде центров питания превышает ДДТН, а именно: Подстанции филиала ПАО «МРСК Центра» – «Липецкэнерго»: Липецкий участок: – ПС 110/35/10 кВ Хлевное; – ПС 35/6 кВ №4; Елецкий участок: – ПС 110/10 кВ Тербунский гончар; Лебедянский участок: – ПС 110/35/10 кВ Химическая; – ПС 35/10 кВ Агроном. Кроме того, предлагается вариант развития сети с целью оптимизации работы электриче- ской сети и электроснабжения потребителей в связи с перспективным развитием микрорайона «Черная слобода». Для перечисленных центров питания требуется разработка мероприятий по разгрузке транс- форматорного оборудования. При анализе загрузки центров питания учитываются рассматрива- ются схемно-режимные мероприятия: – использование резервов по генерации активной и реактивной мощности электростанций; – перефиксация присоединений в ремонтных схемах сети; – перевод нагрузок на другие центры питания; – увеличение трансформаторной мощности центра питания. ПС 110/10 кВ Тербунский гончар На ПС 110 кВ Тербунский гончар установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТДН 2008 94 25 126 Зимний период (5°C) 125 145 Летний период (30°C) 115 120 Т-2 ТДН 2013 98 25 126 Зимний период (5°C) 125 145 Летний период (30°C) 115 120 По состоянию на 2021 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет менее 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 6,98 МВА (19.12.2018 – выявлена в 16:00), в летний период – 6,26 МВА (19.06.2019 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Тербунский гончар в послеаварийном режиме возможность перевода нагрузки на другие центры питания отсутствует. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тербунский гончар фактическая токовая загруз- ка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 28% от I ном (35,1 А по сторо- не ВН) и не превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 25% от I ном (31,5 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП и планов перспективного развития в рамках регионально- го прогноза к ПС 110 кВ Тербунский гончар планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 41,58 МВт (34 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Тербунский гончар мо- жет составить 40,97 МВА в зимний период и 40,26 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тербунский гончар перспективная токовая за- грузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 164% от I ном (205,8 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа), в режиме летних нагрузок составляет 161% от I ном (202 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2. Поскольку в настоящее время трансформаторы Т-1 и Т-2 работают с возможным повы- шенным износом изоляции, следует рассматривать замену на трансформаторы большей мощ- ности. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х25 МВА на новые трансформаторы мощностью 2х40 МВА с возможным повышенным износом изоляции в зимний период ДДТН Т-1(2) составит 125% от I ном (251 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) составит 145% от I ном (291,2 А по стороне ВН), в летний период ДДТН Т-1(2) составит 115% от I ном (251 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) составит 120% от I ном (291,2 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень перспективной нагрузки при единичном отключении Т-1(2) –токовая за- грузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 102% от I ном (205,8 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 101% от I ном (202,2А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 110/35/10 кВ Химическая На ПС 110 кВ Химическая установлено два силовых трансформатора. Наименование транс- форматора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТДТН 1986 83 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 Т-2 ТДТН 1986 81 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 По состоянию на 2021 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 16,64 МВА (18.12.2019 – выявлена в 12:00), в летний период – 8,18 МВА (17.06.2020 – выявлена в 15:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Химическая в послеаварийном режиме воз- можен перевод до 4,2 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Лебедянь (2,3 МВА) и на ПС 110 кВ Березовка (1,9 МВА) за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Химическая фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 104% от I ном (83,6 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 51% от I ном (41,1 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП и планов перспективного развития в рамках регионального прогноза к ПС 110 кВ Химическая планируется подключение энергопринимающих устройств мак- симальной заявленной мощностью 13,49 МВт (10,53 МВА – полная мощность с учетом коэффи- циента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Химическая может составить 27,17 МВА в зимний период и 18,71 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Химическая перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 170% от I ном (136,5 А по сто- роне ВН) и превышает АДТН (2 часа), в режиме летних нагрузок составляет 117% от I ном (94 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х16 МВА на новые трансформаторы мощностью 2х16 МВА с возможным повышенным износом изоляции ДДТН Т-1(2) в зимний пери- од составит 125% от Iном (100,4 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) в зимний период составит 145% от I ном (116,5 А по стороне ВН), что меньше перспективной нагрузки при единичном отклю- чении Т-2(1) –токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составля- ет 170% от I ном (136,5 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа). В связи с этим рекомендуется рассмотреть замену Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Химическая на трансформаторы с большей мощностью. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х16 МВА на новые трансформаторы мощностью 2х25 МВА с возможным повышенным износом изоляции ДДТН Т-1(2) в зимний пери- од составит 125% от I ном (156,9 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) в зимний период составит 145% от I ном (182 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень перспективной нагрузки при единичном отключении Т-1(2) – токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 109% от I ном (136,5 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. ПС 110/35/10 кВ Хлевное На ПС 110 кВ Хлевное установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТДТН 1981 73 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 Т-2 ТДТН 1984 91 16 80 Зимний период (5°C) 111,5 120 Летний период (30°C) 91 100 По состоянию на 2021 год срок службы трансформаторов Т-1 и Т-2 составляет более 30 лет. Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 14,69 МВА (16.12.2020 – выявлена в 18:00), в летний период – 11,1 МВА (19.06.2019 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Хлевное в послеаварийном режиме возможен перевод до 1,8 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Гороховская за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Хлевное фактическая токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 92% от I ном (73,8 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 69% от I ном (55,8 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП и планов перспективного развития в рамках регионального прогноза к ПС 110 кВ Хлевное планируется подключение энергопринимающих устройств макси- мальной заявленной мощностью 8,76 МВт (6,49 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 110 кВ Хлевное может составить 21,18 МВА в зимний период и 17,59 МВА в летний период. При единичном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Хлевное перспективная токовая загрузка остав- шегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 132% от I ном (106,4 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа), в режиме летних нагрузок составляет 110% от I ном (88,4 А по стороне ВН) и превышает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключении в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформаторов Т-1 и Т-2. При замене трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 2х16 МВА на новые трансформаторы мощностью 2х16 МВА с возможным повышенным износом изоляции ДДТН Т-1(2) в зимний пери- од составит 125% от I ном (100,4 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) в зимний период составит 145% от I ном (116,5 А по стороне ВН). При единичном отключении Т-2(1) перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 132% от I ном (106,4 А по сторо- не ВН) и превышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки перспективная загрузка Т-1(2) ПС 110 кВ Хлевное может быть снижена ниже уровня ДДТН до 121% от Iном (97,4 А по стороне ВН) в зимний период. ПС 35/6 кВ №4 На ПС 35 кВ №4 установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-2 ТМН 1988 95 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-3 ТМН 2003 95 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 3,73 МВА (16.12.2020 – выявлена в 18:00), в летний период – 3,08 МВА (17.06.2020 – выявлена в 18:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ №4 в послеаварийном режиме возможен пере- вод до 1,2 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Новая деревня за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-2(3) ПС 35 кВ №4 фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-3(2) в режиме зимних нагрузок составляет 93% от Iном (61,5 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН, режиме летних нагрузок составляет 77% от Iном (50,9 А по стороне ВН) и не превышает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП и планов перспективного развития в рамках регионального прогноза к ПС 35 кВ №4 планируется подключение энергопринимающих устройств максималь- ной заявленной мощностью 1,26 МВт (0,77 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ №4 может составить 4,5 МВА в зимний период и 3,86 МВА в летний период. При единичном отключении Т-2(3) ПС 35 кВ №4 перспективная токовая загрузка оставшегося в работе Т-3(2) в режиме зимних нагрузок составляет 113% от Iном (61,5 А по стороне ВН) и пре- вышает ДДТН. С учетом перевода нагрузки перспективная загрузка Т-2(3) ПС 35 кВ №4 может быть снижена ниже уровня ДДТН до 83% от Iном (54,5 А по стороне ВН) в зимний период. Таким образом, с учетом рассматриваемых схемно-режимных мероприятий необходимость замены трансформаторов Т-1и Т-2 ПС 35 кВ №4 отсутствует. ПС 35/10 кВ Агроном На ПС 35 кВ Агроном установлено два силовых трансформатора. Наименование трансформатора Марка трансфор- матора Год ввода ИТС S ном , МВА I ном ВН , А ДДТН, % АДТН, % (2 часа) Т-1 ТМН 1988 95 4 66 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Т-2 ТМ 1968 25 6,3 104 Зимний период (5°C) 105 130 Летний период (30°C) 105 130 Максимальная нагрузка центра питания за последние 3 года в зимний период составляет 2,49 МВА (16.12.2020 – выявлена в 18:00), в летний период – 1,14 МВА (20.06.2018 – выявлена в 22:00). Согласно данным собственника на ПС 35 кВ Агроном в послеаварийном режиме возможен перевод до 0,15 МВА нагрузки на ПС 35 кВ Троекурово-совхозная за время не более 120 минут. При единичном отключении Т-2 ПС 35 кВ Агроном фактическая токовая загрузка оставшегося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 62% от I ном (41,1 А по стороне ВН) и не превы- шает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 28% от I ном (18,8 А по стороне ВН) и не превы- шает ДДТН. В рамках реализации ТУ на ТП и планов перспективного развития в рамках регионального прогноза к ПС 35 кВ Агроном планируется подключение энергопринимающих устройств макси- мальной заявленной мощностью 6,85 МВт (3,49 МВА – полная мощность с учетом коэффициента реализации). При этом перспективная нагрузка ПС 35 кВ Агроном может составить 5,98 МВА в зимний период и 4,63 МВА в летний период. При единичном отключении Т-2 ПС 35 кВ Агроном перспективная токовая загрузка оставше- гося в работе Т-1 в режиме зимних нагрузок составляет 150% от I ном (41,1 А по стороне ВН) и пре- вышает АДТН (2 часа). Для исключения недопустимого уровня нагрузки при единичном отключе- нии в нормальной схеме целесообразно выполнить замену трансформатора Т-1. При замене трансформатора Т-1 мощностью 4 МВА на новый трансформатор мощностью 6,3 МВА ДДТН Т-1(2) составит 105% от Iном (109,1 А по стороне ВН), АДТН Т-1(2) (2 часа) в зим- ний период составит 130% от I ном (135,1 А по стороне ВН), что позволит обеспечить допустимый уровень фактической нагрузки при единичном отключении Т-1(2) – токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 95% от I ном (98,7 А по стороне ВН) и не пре- вышает ДДТН. Выводы по результатам анализа загрузки центров питания 35–110 кВ (региональный вариант развития) На основании результатов анализа перспективной загрузки центров питания 35–110 кВ энер- госистемы Липецкой области в рамках регионального прогноза был определён перечень центров питания, на которых выявлено превышение загрузки трансформаторного оборудования свыше допустимого уровня нагрузки при отключении наиболее мощного параллельного трансформато- ра и требуется увеличение трансформаторной мощности центров питания: – ПС 110/35/10 кВ Тербунский гончар – замена Т-1 и Т-2, 2х25 МВА на 2х40 МВА; – ПС 110/35/10 кВ Химическая – замена Т-1 и Т-2, 2х16 МВА на 2х25 МВА; – ПС 110/35/10 кВ Хлевное – замена Т-1 и Т-2, 2х16 МВА на 2х16 МВА; – ПС 35/10 кВ Агроном – замена Т-1, 1х4 МВА на 1х6,3 МВА. 4.9.9 Перечень электросетевых объектов напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу (базовый вариант развития) В таблицах 71 и 72 представлен перечень электросетевых объектов напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу (реконструкции) для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и ка- чества электрической энергии на территории Липецкой области в период до 2026 года. Таблица 71 – Перечень электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше, рекомендуемых к вводу (реконструкции) в период до 2026 года по базовому варианту развития № п/п Наименование мероприятия Параметры Год ввода (реко- мен- дуе- мый) 17 Ответствен- ный исполни- тель Краткое обо- снование не- обходимости строитель- ства / рекон- струкции Обоснование включения в Схему и про- грамму разви- тия электро- энергетики Ли- пецкой области (реквизиты ТУ на ТП (при на- личии) Набор на- пряже- ний, кВ Кол-во х цеп-ность х км Шт. х МВА / МВАр Схе- ма РУ / кол- во ячеек, шт. Новое строительство объектов напряжением 220 кВ 1 Строительство ПС 220 кВ РП-3 трансформа- торной мощно- стью 400 МВА (2х200 МВА) 220/110 2х200 МВА 2022 ПАО «НЛМК» Обеспече- ние выда- чи мощно- сти гене- рирующих объектов ПАО «НЛМК» (300 МВт) СиПР ЕЭС 2021–2027 гг. ТУ на ТП к электриче- ским сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энер- гопринимаю- щих устройств и объекта по производству электриче- ской энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП- 3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с изменениями от 12.03.2020 2 Реконструкция ВЛ 220 кВ Север- ная – Металлур- гическая I, II цепь со строитель- ством заходов на ПС 220 кВ РП-3 ориентировочной протяженностью 6 км (4х1,5 км) 220 4х1,5 2022 ПАО «ФСК ЕЭС» Расширяемые и реконструируемые объекты напряжением 220 кВ 3 Реконструкция ВЛ 220 кВ Липец- кая-Казинка I, II цепь с заменой провода ориен- тировочной про- тяженностью 19,37 км 18 220 2х19,37 2021 ПАО «ФСК ЕЭС» Обеспече- ние техно- логического присоедине- ния потре- бителей (АО «Особые экономиче- ские зоны») СиПР ЕЭС 2021–2027 гг. ТУ на ТП к электриче- ским сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энер- гоустановок АО «Особые экономические зоны», утверж- денные в 2007 году, с изме- нениями от 13.02.2013, от 28.03.2013, от 26.11.2014, от 07.06.2016, от 15.11.2016, от 15.05.2017, от 17.07.2017, от 31.07.2020 Новое строительство объектов напряжением 110 кВ 4 Строительство ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 трансфор- маторной мощ- ностью 80 МВА (2х40 МВА) 110/10 2х40 МВА 110- 4/4 2021- 2022 АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» Обеспече- ние техно- логического присоедине- ния потре- бителей (АО «ОЭЗ ППТ «Липецк») ТУ на ТП к электрическим сетям филиа- ла ПАО «МРСК Центра» – «Ли- пецкэнер- го» энерго- принимаю- щих устройств АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» от 19.11.2019 № 20529642 5 Строительство ЛЭП 110 кВ от опоры № 1 ВЛ 110 кВ Елецкая 220 – КС-7А Пра- вая, Левая до линейного пор- тала в РУ 110 кВ ПС 110 кВ ОЭЗ Елец 1 ориенти- ровочной протя- женностью 15,5 км: (участок КЛ 110 кВ протяжен- ностью 3,21 км открытым спо- собом, участок КЛ 110 кВ про- тяженностью 0,14 км методом ГНБ; участок ВЛ 110 кВ протяжен- ностью 12,15 км) 110 2х1х15,5 2021- 2022 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ли- пецкэнерго» Обеспече- ние техно- логического присоедине- ния потре- бителей (АО «ОЭЗ ППТ «Липецк») ТУ на ТП к электрическим сетям филиа- ла ПАО «МРСК Центра» – «Ли- пецкэнер- го» энерго- принимаю- щих устройств АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» от 19.11.2019 № 20529642 6 Строительство ВЛ 110 кВ РП-3 – РП 2 I, II цепь; ВЛ 110 кВ Металлур- гическая – РП-2 I, II цепь (образует- ся путем рекон- струкции ВЛ 110 кВ РП-2 – Метал- лургическая Ле- вая, Правая, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 – РП-2 Ле- вая, Правая) 110 1х2х2,4 2023 ПАО «НЛМК» Обеспече- ние техно- логического присоеди- нения по- требителей ПАО «НЛМК» ТУ на ТП к электриче- ским сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энер- гопринимаю- щих устройств и объекта по производству электриче- ской энергии ПАО «НЛМК» (ПС 220 кВ РП- 3, УТЭЦ-2) от 30.05.2019 с изменениями от 12.03.2020 7 Строительство ВЛ 110 кВ РП-3 ГПП-5 I цепь, ВЛ 110 кВ РП-3 ГПП- 5 II цепь 110 1х2х1,6 2023 ПАО «НЛМК» Обеспече- ние техно- логического присоеди- нения по- требителей ПАО «НЛМК» Расширяемые и реконструируемые объекты напряжением 110 кВ 8 Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Лебедянь с за- меной силовых трансформато- ров Т-1, Т-2 но- минальной мощ- ностью 2х16 МВА на силовые трансформато- ры номиналь- ной мощностью 2х25 МВА 19 110/35/10 2х25 МВА 2022- 2023 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ли- пецкэнерго» Исключение превышения ДДТН при отключе- нии наибо- лее мощного трансфор- матора Анализ загруз- ки центров пи- тания 9 Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Хворостянка с заменой сило- вого трансфор- матора Т-1 ПС 110 кВ Хворо- стянка номиналь- ной мощностью 10 МВА на новый силовой транс- форматор номи- нальной мощно- стью 10 МВА 20 110/35/10 1х10 МВА 2022 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ли- пецкэнерго» Исключение превышения ДДТН при отключе- нии наибо- лее мощного трансфор- матора Анализ загруз- ки центров пи- тания 10 Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Тербуны с за- меной силовых трансформато- ров Т-1, Т-2 но- минальной мощ- ностью 2х10 МВА на новые сило- вые трансформа- торы номиналь- ной мощностью 2х10 МВА 20 110/35/10 2х10 МВА 2022 Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ли- пецкэнерго» Исключение превышения ДДТН при отключе- нии наибо- лее мощного трансфор- матора Анализ загруз- ки центров пи- тания 17 Год ввода объекта, рекомендованный в соответствии с выводами, сделанными в предыдущих разделах. 18 Завершение мероприятия ожидается в 2021 году. 19 Мероприятие выполняется в рамках полной реконструкции ПС 110 кВ Лебедянь. 20 Рекомендуемые сроки реализации мероприятий определены на основании анализа фактической и перспек- тивной загрузки центров питания и могут быть скорректированы с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий.